Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине



Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Владельцы патента RU 2601888:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности и увеличении продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования. Закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0, водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, 0,9-1,3. 2 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Известен способ изоляции водопритоков в скважину (пат. RU №2244819, МПК E21B 43/32, опубл. 20.01.2005 г., Бюл. №2), который включает закачку водного раствора силиката натрия с плотностью 1,36 г/см3 и силикатным модулем M=3,0, натрия кремнефтористого, триглицерида уксусной кислоты - триацетина и древесной муки при следующем соотношении компонентов, мас. %:

водный раствор силиката натрия  
с плотностью 1,36 г/см3 и  
силикатным модулем M=3,0 90,0-95,0
кремнефтористый натрий 3,0-8,0
древесная мука 1,0-4,0
триацетин 1,0-4,0

Недостатком известного способа является то, что в данном способе используется водоизолирующий состав, который имеет узкий диапазон сроков отверждения, из-за чего при его закачивании может произойти аварийная ситуация - отверждение состава в насосно-компрессорных трубах (НКТ), что приводит к снижению эффективности способа.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока в скважине (пат. RU №2419714, МПК E21B 33/138, опубл. 27.05.2011 г., Бюл. №15), включающий закачку в требуемый интервал изоляции жидкого стекла и 5-15%-ного водного раствора кремнефтористого аммония. Закачку проводят последовательно в равных объемах через буфер из пресной воды.

Недостатки известного способа: при закачивании реагентов в зону изоляции происходит быстрое выпадение осадка - геля кремневой кислоты, вследствие чего образуется непротяженный гидроизоляционный экран, а водоизолирующий состав имеет малый радиус проникновения, что снижает продолжительность эффекта от применения способа, кроме того, использование жидкого стекла высокой концентрации (без разбавления товарной формы) приводит к снижению рентабельности способа.

Техническими задачами способа являются повышение эффективности и увеличение продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ (РИР) путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления.

Технические задачи решаются способом РИР в скважине, включающим закачку в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования.

Новым является то, что закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала, в качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.:

водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0
водный раствор хлористого кальция концентрацией  
30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая  
вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности  
1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция 0,9-1,3

Новая совокупность существенных признаков позволяет получить новый технический результат - повысить эффективность РИР и увеличить продолжительность эффекта от использования способа за счет блокирования путей водопритока и увеличения протяженности гидроизоляционного экрана, стойкого к перепадам давления.

Реагенты, применяемые в способе:

жидкое стекло (стекло натриевое жидкое) по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом;

вода пресная плотностью 1000 кг/м3;

кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77 представляет собой порошок или гранулы белого цвета;

пластовая вода плотностью 1180 кг/м3.

Сущность предложения заключается в блокировании путей водопритока гидроизоляционным экраном, образующимся при смешении в изолируемой зоне водных растворов жидкого стекла и регулятора гелеобразования, содержащего катионы кальция.

Способ реализуется путем последовательной циклической закачки в изолируемый интервал порций водных растворов жидкого стекла и регулятора гелеобразования, разделенных буфером из пресной воды в объеме 0,3 м3. В качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция. При последовательной закачке циклами водных растворов жидкого стекла и регулятора гелеобразования, разделенных буфером из пресной воды, происходит их взаимодействие в поровом пространстве. Низкая вязкость закачанных растворов позволяет им глубоко проникать в поры и трещины пласта, а за счет увеличения объема жидкого стекла при его разбавлении пресной водой и закачки водоизолирующего состава в несколько циклов увеличивается протяженность водоизоляционного экрана, в результате чего увеличивается эффективность изоляции.

Эффективность способа и наиболее близкого аналога проверяли в лабораторных условиях. Опытным путем были установлены оптимальные соотношения компонентов водоизолирующего состава и плотность регуляторов гелеобразования по предлагаемому способу. В два стеклянных цилиндра объемом 1000 мл наливали по 190 мл жидкого стекла и 380 мл пресной воды, перемешивали. К 570 мл (5,7 об.ч.) водного раствора жидкого стекла приливали 120 мл (1,2 об.ч.) водного раствора хлористого кальция концентрацией 30% и плотностью 1282 кг/м3 и перемешивали. Получали плотные гели во всем объеме, которые заливали пресной и пластовой водой. Так же пресной и пластовой водой заливали гели, которые получили из водоизолирующего состава по наиболее близкому аналогу. В результате экспериментов установлено, что через 6 мес. гели, находившиеся в пластовой воде, незначительно потеряли в объеме в отличие от гелей, находившихся в пресной воде: гель, полученный по предлагаемому способу, потерял 7% объема, а по наиболее близкому аналогу - 22% объема, что доказывает лучшую изолирующую способность предлагаемого способа в пресной воде.

Испытание водоизолирующей способности предлагаемого способа и прототипа проводили на моделях пласта по стандартной методике, что позволяет моделировать закачку реагентов в пласт. Модели пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненные кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, насыщали пластовой водой, после чего закачивали водоизолирующий состав по предлагаемому способу или наиболее близкому аналогу и оставляли на реагирование. Количество одного цикла закачанного состава равнялось поровому объему модели пласта. Через 6 мес закачивали пресную воду и определяли давление прорыва модели.

Результаты модельных испытаний, представленные в табл. 1, показывают, что давление прорыва модели по предлагаемому способу через 6 мес более чем на 12% больше, чем для модели с составом по наиболее близкому аналогу, что свидетельствует о его лучшей изолирующей способности и увеличении продолжительности водоизолирующего эффекта. Оптимальный диапазон соотношения компонентов водоизолирующего состава по предлагаемому способу (№№3-8) составил, об.ч.:

водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0
водный раствор хлористого кальция  
концентрацией 30-35% и плотностью  
1282-1337 кг/м3 или пластовая вода  
хлор-кальциевого типа, доведенная  
до плотности 1282-1337 кг/м3  
добавлением порошка хлористого кальция 0,9-1,3

В оптимальный диапазон соотношения компонентов вошли составы, давление прорыва модели которых через 6 мес превысило аналогичное у наиболее близкого аналога на 10%.

При РИР на скважине первоначально определяют приемистость изолируемого интервала. Далее через НКТ закачивают в изолируемый интервал последовательно 5,7-6,0 об.ч. водного раствора жидкого стекла, состоящего из жидкого стекла и пресной воды в соотношении 1:2 (готовится перемешиванием в мернике цементировочного агрегата в течение 10-15 мин); буфера из пресной воды и 0,9-1,3 об.ч. водного раствора хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовой воды хлор-кальциевого типа, доведенной до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция. Указанный цикл закачивания повторяют 1-6 раз. Количество закачиваемых циклов зависит от приемистости изолируемого интервала (табл. 2).

Примеры практического применения.

Пример 1. Предлагаемый способ осуществили для изоляции обводнившегося пропластка в бобриковском горизонте в скважине с текущим забоем 1240 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1195-1212 м. Из скважины подняли подземное оборудование, на глубину 1165 м в скважину спустили НКТ диаметром 73 мм. Удельная приемистость изолируемого интервала составляла 2,1 м3/(ч·МПа). Количество циклов - 3. При ремонте скважины в качестве технической жидкости использовали пластовую воду плотностью 1070 кг/м3.

Предварительно на дневной поверхности приготовили водные растворы жидкого стекла и хлористого кальция. Для приготовления трех порций по 5,7 м3 водного раствора жидкого стекла в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 1,9 м3 жидкого стекла, а во вторую половину мерника 3,8 м3 пресной воды и содержимое мерника перемешивали в течение 15 мин (все повторили 3 раза). Циркуляцией пресной воды через промежуточную емкость и мерник второго цементировочного агрегата ЦА-320М растворили 1260 кг хлористого кальция в 2,34 м3 пресной воды и получили 2,7 м3 35%-ного раствора плотностью 1337 кг/м3. В НКТ закачали водоизолирующий состав в 3 цикла. Каждый цикл включал последовательную закачку 0,3 м3 буфера из пресной воды; 5,7 м3 (5,7 об.ч.) водного раствора жидкого стекла; 0,3 м3 буфера из пресной воды; 0,9 м3 (0,9 об.ч.) 35%-ного водного раствора хлористого кальция плотностью 1337 кг/м3. Закачанные растворы продавили технической жидкостью в объеме 3,7 м3 для продавливания смеси в изолируемый пропласток. Провели контрольную промывку закачиванием по межтрубному пространству скважины пластовой воды в объеме 5,3 м3. Приподняли НКТ на 200 м с доливом скважины пластовой водой. Оставили скважину на время реагирования в течение 24 ч. Далее скважину освоили, спустили подземное оборудование и ввели в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 30%, дополнительная добыча нефти составила при этом 1,3 т/сут.

Пример 2. Предлагаемый способ осуществили для изоляции конуса обводнения в скважине с текущим забоем 1740 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1710-1714 м. Из скважины подняли подземное оборудование, на глубину 1680 м в скважину спустили НКТ диаметром 73 мм. Удельная приемистость изолируемого интервала составила 1,7 м3/(ч·МПа). Количество циклов - 2. При ремонте скважины в качестве технической жидкости использовали пластовую воду плотностью 1180 кг/м3.

На дневной поверхности приготовили водный раствор жидкого стекла и пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1330 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция. Для приготовления 5,7 м3 водного раствора жидкого стекла в мерник цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 1,9 м3 жидкого стекла и 3,8 м3 пресной воды и содержимое мерника перемешали в течение 15 мин (все повторили 2 раза). Циркуляцией пресной воды через промежуточную емкость и мерник второго цементировочного агрегата ЦА-320М растворили 1050 кг хлористого кальция в 3,3 м3 пластовой воды плотностью 1180 кг/м3 и получили 3,6 м3 пластовой воды хлор-кальциевого типа плотностью 1330 кг/м3. В НКТ закачали в 2 цикла разбавленное жидкое стекло и пластовую воду хлор-кальциевого типа, каждый цикл включал последовательную закачку 0,3 м3 буфера из пресной воды; 5,7 м3 (5,7 об.ч.) водного раствора жидкого стекла; 0,3 м3 буфера из пресной воды; 1,2 м3 (1,2 об.ч.) пластовой воды хлор-кальциевого типа плотностью 1330 кг/м3. Закачанные растворы продавили пластовой водой в объеме 5,2 м3 для продавливания смеси в изолируемый пропласток. Провели контрольную промывку закачиванием по межтрубному пространству скважины пластовой воды в объеме 7,6 м3. Приподняли НКТ на 200 м с доливом скважины пластовой водой. Оставили скважину на время реагирования в течение 24 ч. Далее скважину освоили, спустили подземное оборудование и ввели в эксплуатацию.

В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 23%, дополнительная добыча нефти составила при этом 1,2 т/сутки.

Таким образом, предлагаемый способ решает следующие технические задачи: повышение эффективности и увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления.

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования, отличающийся тем, что закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала, в качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об. ч.:

водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0
водный раствор хлористого кальция или пластовая вода  
хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности  
1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция 0,9-1,3



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-11-10 2016-11-09T21:56:10
Наверх